郭宇
(中國(guó)華油集團(tuán)公司,北京 100101)
西部某油田屬于高溫、高礦化度油藏,并且已經(jīng)進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”階段,采用水驅(qū)開采穩(wěn)產(chǎn)難度加大[1-3]。近年來(lái)針對(duì)高溫、高礦化度油藏的化學(xué)驅(qū)研究結(jié)果表明,此類油藏不適合采用堿驅(qū)和聚合物驅(qū),而表面活性劑驅(qū)和泡沫驅(qū)在此類油藏的開發(fā)中具有比較大的潛力。這2種化學(xué)驅(qū)采用的主要驅(qū)油劑均為表面活性劑,所以開展耐溫抗鹽型表面活性劑驅(qū)油體系的研究,對(duì)高溫、高礦化度油藏實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)、提高采收率具有比較重要的現(xiàn)實(shí)意義[4-14]。
本文針對(duì)目標(biāo)油田隨著開采深度的增加,地層溫度升高、地層水礦化增大、常規(guī)表面活性劑難以滿足耐溫抗鹽的要求,設(shè)計(jì)合成了一種新型陰-非離子表面活性劑AN-2,并復(fù)配以磺酸鹽型Gemini表面活性劑GS-1,研制出一種耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系。在室內(nèi)評(píng)價(jià)了驅(qū)油體系的抗溫性能、抗鹽性能、長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性、動(dòng)態(tài)吸附性能以及驅(qū)油性能,并在現(xiàn)場(chǎng)開展了先導(dǎo)性驅(qū)油試驗(yàn),實(shí)現(xiàn)了在目標(biāo)油田儲(chǔ)層溫度125℃、礦化度15.3×104mg/L條件下的成功應(yīng)用。
氫氧化鈉、甲苯、2-氯乙基磺酸鈉,均為分析純?cè)噭?,脂肪醇聚氧乙烯醚AEO(海安石油化工廠)、陰-非離子表面活性劑AN-2(自制)、磺酸鹽型Gemini表面活性劑 GS-1(市售)、儲(chǔ)層原油(黏度 4.5 mPa·s,50 ℃)、地層水(離子組成見表1)。
表1 地層水離子組分分析結(jié)果
TX500C型全量程旋轉(zhuǎn)滴表界面張力儀(上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司)、TG18G高速離心機(jī)(湖南凱達(dá)科學(xué)儀器有限公司)、SHJ-A6水浴恒溫磁力攪拌器(常州華奧儀器制造有限公司)、多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置(南通儀創(chuàng)實(shí)驗(yàn)儀器有限公司)。
首先,向500 mL四口燒瓶中加入一定質(zhì)量比的脂肪醇聚氧乙烯醚和氫氧化鈉,再加入一定量的甲苯,在70℃下加熱攪拌反應(yīng)3 h,除去水和多余的甲苯,得到反應(yīng)中間產(chǎn)物;然后,將中間產(chǎn)物轉(zhuǎn)移到玻璃反應(yīng)釜中,并向反應(yīng)釜中加入一定量的甲苯和2-氯乙基磺酸鈉,升高溫度至80℃,保溫反應(yīng)8 h后,水洗2次;最后,分離提純即得到最終產(chǎn)物——新型陰-非離子表面活性劑AN-2。
陰-非離子表面活性劑具有良好的耐溫抗鹽性、水溶性以及易生物降解等特點(diǎn),綜合了傳統(tǒng)陰離子和非離子表面活性劑的優(yōu)點(diǎn),適合在高溫、高礦化度油藏中使用[15-16]?;撬猁}型Gemini表面活性劑由于碳?xì)滏滈g較強(qiáng)的相互作用,易于聚集成膠束,具有較高的界面活性,并且能夠和其他表面活性劑復(fù)配產(chǎn)生協(xié)同作用,提高利用效率[17-18]?;诖耍瑢?AN-2和 Gemini表面活性劑GS-1進(jìn)行復(fù)配,研制出一種耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系,配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1,并對(duì)驅(qū)油體系的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。
使用模擬地層水配制驅(qū)油體系溶液,在不同溫度下(25~140℃)老化24 h后,50℃水浴測(cè)定其與儲(chǔ)層原油之間的界面張力變化情況,評(píng)價(jià)其抗溫性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。
圖1 驅(qū)油體系油水界面張力隨溫度的變化
由圖1可知,體系與原油之間的界面張力隨溫度的升高,呈現(xiàn)出先降低后增大的趨勢(shì)。110℃左右的界面張力值最低,可以達(dá)到10-4mN/m數(shù)量級(jí);溫度繼續(xù)升高至140℃時(shí),界面張力仍可以維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)。另外,表面活性劑溶液在不同溫度下均未出現(xiàn)渾濁和分層等現(xiàn)象,說(shuō)明驅(qū)油體系的耐溫性能較好。
根據(jù)地層水離子組成分析結(jié)果,配制不同礦化度(濃縮或稀釋一定倍數(shù))的模擬地層水,然后再用不同礦化度的地層水分別配制驅(qū)油體系溶液,90℃下老化24 h后,50℃水浴測(cè)定其與儲(chǔ)層原油之間的界面張力變化情況,評(píng)價(jià)其抗鹽性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。
圖2 驅(qū)油體系油水界面張力隨礦化度的變化
由圖2可知,體系與原油之間的界面張力隨礦化度的升高,呈現(xiàn)出先降低后增大的趨勢(shì)。當(dāng)?shù)V化度達(dá)到2倍地層水礦化度時(shí)(30.0×104mg/L),油水界面張力仍可以維持在超低界面張力水平,說(shuō)明體系具有良好的抗鹽性能。這是由于水中電解質(zhì)壓縮了表面活性劑的擴(kuò)散雙電層,使離子基團(tuán)間的電斥力減弱,并使水化膜得到一定程度的破壞,表面活性劑更加容易吸附在界面層上,從而使界面張力下降。若礦化度進(jìn)一步增大,會(huì)嚴(yán)重壓縮表面活性劑膜,使油水界面層厚度減小,導(dǎo)致界面張力升高。
使用模擬地層水配制體系溶液,測(cè)定其在125℃下老化不同時(shí)間后與原油間的界面張力變化情況,評(píng)價(jià)其長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性(見圖3)。實(shí)驗(yàn)溫度為50℃。
圖3 驅(qū)油體系油水界面張力隨時(shí)間的變化
由圖3可以看出,隨著時(shí)間的延長(zhǎng),體系的界面張力變化不大,30 d后的界面張力值仍可以達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí),說(shuō)明表面活性劑驅(qū)油體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性較好,能夠滿足高溫、高礦化度地層施工的需要。
表面活性劑在地層礦物上的吸附會(huì)導(dǎo)致其有效質(zhì)量濃度降低,這不僅對(duì)驅(qū)油效果產(chǎn)生一定的影響,并且增大了經(jīng)濟(jì)成本,造成資源浪費(fèi)[19]。室內(nèi)使用多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置,根據(jù)物質(zhì)平衡法分別測(cè)定體系溶液經(jīng)過(guò)天然巖心之后的動(dòng)態(tài)吸附量。采用文獻(xiàn)[20]中的兩相滴定法測(cè)定溶液中表面活性劑的質(zhì)量濃度。
實(shí)驗(yàn)步驟為:首先,分別使用0.3%AN-2和0.05%GS-1溶液驅(qū)替巖心,測(cè)定2種表面活性劑在巖心中的飽和吸附量;然后,水驅(qū),測(cè)定2種表面活性劑的脫附量;最后,計(jì)算出表面活性劑的最終吸附量。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。
由圖4可知,隨著驅(qū)替量的增加,2種表面活性劑在巖心中的吸附量逐漸增加,驅(qū)替300 PV后,吸附量達(dá)到飽和,AN-2和GS-1的飽和吸附量分別為1.90 mg/g和1.20 mg/g。水驅(qū)階段,表面活性劑從巖心中脫附,吸附量逐漸下降,AN-2和GS-1的最終吸附量分別為0.90 mg/g和0.55 mg/g,均小于1.00 mg/g。實(shí)驗(yàn)說(shuō)明2種表面活性劑的動(dòng)態(tài)吸附性較差,在現(xiàn)場(chǎng)施工中損失較小,不會(huì)對(duì)驅(qū)油效果產(chǎn)生較大的影響。
圖4 表面活性劑動(dòng)態(tài)吸附性能評(píng)價(jià)結(jié)果
具體步驟為:1)將天然巖心飽和地層水,計(jì)算孔隙度,測(cè)定水測(cè)滲透率;2)飽和儲(chǔ)層原油,在儲(chǔ)層溫度(125℃)下老化24 h;3)水驅(qū)至無(wú)油產(chǎn)出,計(jì)算水驅(qū)采收率;4)注入不同孔隙體積的驅(qū)油體系,再水驅(qū)至含水率98%以上,測(cè)定驅(qū)油效率。驅(qū)替過(guò)程均在儲(chǔ)層溫度下進(jìn)行。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。
表2 室內(nèi)模擬表面活性劑驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果
由表2可知,隨著驅(qū)油體系注入量的增加,表面活性劑的驅(qū)油效率逐漸增大,當(dāng)注入0.3 PV時(shí),驅(qū)油效率可達(dá)到15%以上,增油效果顯著。
西部某油田地層溫度125℃,地層水礦化度15.3×104mg/L,屬于中孔、中滲油藏。前期經(jīng)過(guò)較長(zhǎng)時(shí)間的注水開發(fā),目前已進(jìn)入高含水、高采出程度的階段,注水開發(fā)效果變差。為了改善綜合開發(fā)效果,針對(duì)儲(chǔ)層高溫、高礦化度的特點(diǎn),決定采用研制的耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系進(jìn)行先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)。在進(jìn)行表面活性劑驅(qū)之前,先注入聚合物凝膠,調(diào)整吸水剖面,防止竄流。
試驗(yàn)區(qū)塊現(xiàn)有注水井4口、生產(chǎn)井6口,含油面積1.24 km2,石油地質(zhì)儲(chǔ)量102×104t。復(fù)合驅(qū)油體系配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1,井區(qū)日注入量為241.5 m3,累計(jì)注入3個(gè)月,注入量為0.3 PV,共計(jì)注入130.58 t的 AN-2和 21.84 t的 GS-1。
注入3個(gè)月后,區(qū)塊內(nèi)注水井注入壓力下降明顯,日注量增大(見表3)。生產(chǎn)井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升,含水率下降,見效率100%。6口生產(chǎn)井平均日產(chǎn)液量由施工前的35.2 t增加到56.1 t,增加了59%,平均綜合含水率由89.5%降低到80.1%,增油效果顯著。TH-35井施工前后產(chǎn)液量、含水率變化見圖5。
表3 施工前后注水井壓力和注水量變化情況
圖5 TH-35井施工前后產(chǎn)液量、含水率變化
1)室內(nèi)合成了一種新型陰-非離子表面活性劑AN-2,復(fù)配以磺酸鹽型Gemini表面活性劑GS-1,研制出一種耐溫抗鹽型高效復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系,配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1。
2)該驅(qū)油體系具有良好的耐溫抗鹽性、長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性以及較差的動(dòng)態(tài)吸附性。巖心模擬驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果表明,注入0.3 PV的驅(qū)油體系可提高采收率15百分點(diǎn)以上。
3)在高溫、高礦化度油藏進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工應(yīng)用,增油效果顯著,改善了水驅(qū)開發(fā)效果,為同類油藏穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)提供了參考。
[1]常毓文,袁士義,曲德斌.注水開發(fā)油田高含水期開發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策研究[J].石油勘探與開發(fā),2005,32(3):97-100.
[2]周錫生,趙玉武,鄭曉旭,等.龍虎泡油田高含水期注水開發(fā)調(diào)整技術(shù)[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2015,34(1):51-55.
[3]崔傳智,盛倩,姜亦棟,等.高含水期多層油藏注水層段劃分方法[J].斷塊油氣田,2016,23(3):363-366.
[4]戚晶晶.化學(xué)驅(qū)在三次采油中提高收率的應(yīng)用[J].石化技術(shù),2015,22(11):184-185.
[5]李憲文,劉笑春,譚俊嶺,等.長(zhǎng)6油層表面活性劑驅(qū)油效果研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程,2012,12(17):4293-4294.
[6]路新宇,盧祥國(guó),鄧慶軍,等.大慶油田三類油層化學(xué)驅(qū)增油效果評(píng)價(jià)及機(jī)理分析[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2011,30(1):131-136.
[7]湯明光,裴海華,張貴才,等.普通稠油化學(xué)驅(qū)油技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)[J].斷塊油氣田,2012,19(增刊 1):44-48.
[8]李錦超,葛際江,吳芳,等.一種稠油熱/化學(xué)驅(qū)用表面活性劑性能研究[J].石油與天然氣化工,2011,40(2):175-178.
[9]楊文新,沙鷗,何建華,等.耐溫抗鹽陰-非離子表面活性劑研究及應(yīng)用[J].油田化學(xué),2013,30(3):416-419.
[10]張建忠,侯吉瑞,劉必心,等.吉林扶余油田稠油油藏化學(xué)驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究[J].斷塊油氣田,2012,19(增刊 1):77-80.
[11]王佳.一種雙子表面活性劑的合成及在采油中的應(yīng)用[J].科學(xué)技術(shù)與工程,2012,12(12):2956-2958.
[12]張博,鄭玉飛.樁西原油/化學(xué)驅(qū)體系油水界面擴(kuò)張流變性影響因素研究[J].石油與天然氣化工,2017,46(3):78-82.
[13]范海明,吳曉燕,黃經(jīng)緯,等.兩性/陰離子表面活性劑形成具有耐鹽性能的蠕蟲狀膠束[J].化學(xué)學(xué)報(bào),2011,69(17):1997-2002.
[14]陳錫榮,黃鳳興.驅(qū)油用耐溫抗鹽表面活性劑的研究進(jìn)展[J].石油化工,2010,39(12):1307-1312.
[15]朱霞,姚峰,沈之芹,等.S7斷塊驅(qū)油用陰/非離子表面活性劑性能評(píng)價(jià)[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展,2014,15(2):25-29.
[16]唐紅嬌,侯吉瑞,趙鳳蘭,等.油田用非離子型及陰-非離子型表面活性劑的應(yīng)用進(jìn)展[J].油田化學(xué),2011,28(1):115-118.
[17]孫正貴,張健,朱紅.新型Gemini表面活性劑-石油磺酸鹽復(fù)合驅(qū)油劑的研究[J].精細(xì)與專用化學(xué)品,2006,14(增刊 1):65-67.
[18]陳文杰,邵波,劉勇,等.雙子表面活性劑在油氣田開發(fā)中的應(yīng)用研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2016,13(34):66-70.
[19]郭麗梅,陳晴,高靜,等.Gemini型陽(yáng)離子表面活性劑在砂巖表面吸附及水潤(rùn)性研究[J].鉆采工藝,2015,38(5):81-84.
[20]鐘祥.高溫高鹽油藏表面活性劑驅(qū)油體系研究[D].成都:西南石油大學(xué),2013.